Расчет подстанции тяжелого-машиностроения

Q_Э1 – экономическое значение реактивной мощности, передаваемое в период максимальных нагрузок энергосистемы, Мвар.

Q_max = Q_ном= 9,84 Мвар

                          (16)

 

Q_Э1 = (Р_max + DР_п/ст)× tg j_Э1,                          (17)

где tg j_Э1 – экономическое значение коэффициента реактивной мощности.

,                                   (18)

где tg j_ЭН – коэффициент реактивной мощности, определяемый нормативным методом расчета;

      К₁ – отношение максимальной активной нагрузки потребителя в i-ом квартале к ее значению в квартале максимальной нагрузки потребителя (принимаем К₁ = 1).

                          (19)

где tg j_Б – базовый коэффициент реактивной мощности (принимается для п/ст с U_ВН = 110/10 кВ tg j_Б = 0,5);

К – коэффициент, учитывающий различие стоимости электроэнергии в различных системах (К = 0,8 – для Оренбурга);

d_max – отношение потребления активной энергии в квартале максимальной нагрузки к потреблению в квартале его минимальной нагрузки (d_max=1)  

Q_Э1 = (20,5 + 0,0655)×0,625 = 12,8 МВАр

Q_КУ = 9,84 + 0,747 – 12,8 = - 2,2 МВАр 

По результатам реактивного баланса на подстанции не требуется установка БВК.

 

2 Выбор главной схемы электрического соединения

 

Схему ГПП выбирают с  учетом установленной мощности потребителей электроэнергии и категории их надежности, характера электрических нагрузок и размещения их на генеральном плане предприятия, а также производственных, архитектурно-строительных и эксплуатационных требований.

Схема ГПП включает в себя два понизительных трансформатора и РУ высшего и низшего напряжений.

При небольшом количестве присоединений  на стороне 10 кВ               применяют упрощенные схемы, в которых обычно отсутствуют сборные шины, число выключателей уменьшенное. Упрощенные схемы позволяют             уменьшить расход электрооборудования, строительных материалов, снизить стоимость распределительного устройства, ускорить его монтаж. На ГПП использована схема два блока с автоматической перемычкой между линиями. Все элементы схемы электроустановки соединяются последовательно без поперечных связей с другими блоками. Трансформатор соединен с линией выключателем Q₁ и разъеденителями QS₁ и QS₂. В нормальном режиме выключатель перемычки Q₁ отключен.  Если этого не сделать, то при КЗ в любой линии релейной защитой отключаются обе линии, нарушая электроснабжение всех потребителей, подсоединенных к этой подстанции.

Для РУ 10 кВ широко используят схему с одной секционированной системой шин состоящая из двух систем шин. Каждая секция работает раздельно и получает питание от отдельной линии или трансформатора. В нормальном режиме работы секционный выключатель Q₄ отключен.

Применение секционного  выключателя обеспечивает автоматическое включение резерва (АВР), что позволяет использовать такую схему для потребителей любой категории по надежности.

Выбранная схема позволяет включать трансформаторы как на параллельную, так и на раздельную работу при помощи секционного выключателя Q₄. При включенном секционном выключателе трансформаторы работают параллельно, при отключенном – раздельно.

Исходя из принципа глубокого секционирования, принимаем раздельную работу трансформаторов в нормальном режиме работы подстанции.

Различают нормальный, ремонтный и аварийный режимы работы.

В нормальном режиме питание  осуществляется по двум независимым          линиям, трансформаторы работают раздельно, секционный выключатель Q₄ отключен.

При коротком замыкании  на вводе 1 линии 35 кВ отключаются выключатели Q₁, Q₂, Q₅ и включается секционный выключатель Q₄ для обеспечения бесперебойной работы потребителей присоединённых к шинам трансформатора Т1.

При коротком замыкании за трансформатором Т₂ средствами релейной защиты отключаются выключатели Q6, Q3, срабатывает АВР, включая секционный  выключатель Q4.

Рисунок 4 - Схема электрических соединений подстанции

 

3 Выбор питающей  линии электропередач на высокой стороне

 

Токоведущие части от шин электростанции до выводов трансформатора выполняются неизолированным многопроволочным проводом марки АС.

Сечение шин F, мм² , выбирается по экономической плотности тока:

                                                                     (20)

где           I_раб – рабочий ток, протекающий по токоведущим частям, А;

       j_эк = 1,0 А/мм² – экономическая плотность тока (определяется при      Т_max = 5500 ч по табл. 10.1 [1] ).

                                                                                    (21)

По стандартному ряду сечений принимаем  ближайшее меньшее стандартное значение сечения АС – 50/8 с допустимым длительным током   I_дл.доп = 210 А, наружный диаметр провода 9,6 мм.

Выбранные шины согласно требований ПУЭ проверяются по нагреву: 

I_max £ I_дл.доп,                              (22)

I_max = 2×I_раб           (23)

I_max = 2×59,6 = 119,2 А

119,2 А < 210 А

Проверка шин на схлестывание при действии токов КЗ не проводится, так как  i_у1 = 1,42 кА < i_дин = 50 кА.

Проверка шин на термическую  стойкость не проводится.

Проверка выбранного сечения по условиям коронирования:

1,07×Е £ 0,9×Е₀,                             (24)

где Е – напряженность  поля около поверхности провода, кВ/см;

Е₀ – начальная напряженность поля, при которой появляется коронный разряд, кВ/см.

                                                                                   (25)

где r₀ = 0,48 см – радиус провода (табл. 7.35 [1]);

D_ср = 1,26×D – расстояние между соседними фазами при горизонтальном расположении фаз, см;

D = 3 м = 300 см – расстояние между соседними фазами.

D_ср = 1,26×300 = 378 см

                                                                          (26)

где    m = 0,82 – коэффициент, учитывающий шероховатость провода.

кв/см

1,07 × 28 = 29,97 кВ/см < 0,9 × 35,37 = 32,02 кВ/см

Вывод: условие выполняется. Фазы располагаются  в горизонтальной плоскости с расстояниями между ними 3 метра, подвешиваются на натяжных гирляндах изоляторов марки ПС – 6Б, число изоляторов в гирлянде – 8 шт.

 

 

 

 

 

 

 

4 Расчет токов  короткого замыкания

 

 

Определение токов трехфазного  короткого замыкания необходимо для выбора проводников и аппаратов и проверки их по условию термической и электродинамической стойкости при коротком замыкании.

 Для расчета токов КЗ нужно  составить расчетную схему и  схему замещения.

           Е_с

          

          ВЛ 110 кВ

           х₀ = 0,4 Ом/км        

                 l = 60 км                                                 К1

Т1      Т2          

          К2

 

Рисунок 6а - Расчетная схема      Рисунок 6б - Схема замещения

 

Все расчеты проводятся в относительных единицах, все величины сравниваются с базисными, в качестве которых принимают базисную мощность и базисные напряжения.

Принимаются следующие базисные величины:

1. Базисная мощность S_Б = 100 МВА,
2. Базисное напряжение на стороне ВН U_Б1 = 115 кВ,
3. Базисное напряжение на стороне НН U_Б2 = 10,5 кВ.

Рассчитаем базисные токи:

                                                             (27)

Расчет параметров схемы замещения.

1. Э.Д.С. системы:

                                                                   (28)

2. относительное сопротивление системы:

     х_с = U /S                                                                              (29)

х_с =115 /45000=0,29

3. сопротивление ВЛ 110 кВ:

                                                           (30)

где х₀ = 0,4 Ом/км – удельное сопротивление воздушной линии 110 кВ,

       l = 60 км – заданная длина ВЛ 110 кВ.

4. сопротивление трансформатора:

                                            (31)

Определим значение периодической  составляющей тока КЗ в точке К1:

                                     (32)

I_по1 = I_*по×I_Б1 = 2,26×0,502 = 1,13 кА

Определим значение периодической  составляющей тока КЗ в точке К2:

                           (33)

I_по2 = I_*по×I_Б2 = 0,91×5,51 = 5,01 кА

Ударный ток определяется по формуле: 

i_уд = Ö2×k_уд×I_по,                                                                                              (34)

где k_уд – ударный коэффициент, определяется для каждой точки КЗ отдельно (стр.143 /5/).

Ударный ток КЗ в точке  К1:

i_у1 = Ö2×1,608×1,13 = 2,56 кА

Ударный ток КЗ в точке К2:

i_у2 = Ö2×1,8×5,01 = 12,7 кА

Расчет теплового импульса КЗ производится о формуле:

b_к = I_по²×(t_отк + Т_а),                                                                       (35)

где t_отк  = t_р.з + t_с.в– полное время отключения, с;

       Т_а – постоянная времени затухания апериодической постоянной тока КЗ (Т_{а вн} = 0,02 с, Т_{а нн} = 0,05 с).

      t_р.з – время действия релейной защиты (t_{р.з вн} = 0,12 с,  t_{р.з нн} = 1,5 с);

         t_с.в – собственное время отключения выключателя (t_{с.в вн} = 0,15 с,         t_{с.в нн} = 0,095 с).

Теплового импульса КЗ в точке К1:

b_к1 = 1,13²×(0,27 + 0,02) = 0,36 кА²×с

Теплового импульса КЗ в точке К2:

b_к2 = 5,01²×(1,595 + 0,05) = 41,2 кА²×с

 

Так как рассматривается электроснабжение от источника неограниченной мощности, то можно считать, что в токе КЗ амплитуда периодической слагающей во времени не изменяется, а, следовательно:

I_о⁽³⁾ = I_по⁽³⁾ = I_¥⁽³⁾.

Таблица 2 -  Результаты расчетов токов  КЗ

№ точки КЗ	Ток КЗ, кА			Базисный ток IБ, кА	Тепловой импульс КЗ bк, кА2×с
	Iо(3)	I¥(3)	iy
К1	1,13	1,13	2,56	0,502	0,36
К2	5,01	5,01	12,7	5,51	41,2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5 Выбор и  проверка оборудования на стороне  высокого напряжения

5.1 Выбор и проверка  электрооборудования 110 кВ

 

 

Выключатели, ограничители перенапряжения, трансформаторы тока и напряжения выбираются по напряжению установки, по длительному току, по конструкции и роду установки и проверяются на электродинамическую и термическую стойкость.

Современные выключатели производят в основном двух видов – вакуумные на напряжение 6 – 35 кВ и элегазовые на напряжение 35 кВ и выше. Элегазовые выключатели принадлежат к группе газовых выключателей. Основными преимуществами элегазовых выключателей являются:

- простота конструкции и, как  следствие, высокая надежность;

- меньшее число дугогасительных  разрывов на фазу;

- периодичность ремонтов составляет  около 20 – 25 лет;

- нормативный срок эксплуатации  до 45 лет;

- малые габариты оборудования  и возможность применения маломощных  пружинных приводов на напряжение 110 и 220 кВ;

- очень низкий уровень шума  при коммутационных операциях,  в пределах нескольких дБ;

- минимальные эксплуатационные  расходы. Не требуется сооружение  и эксплуатация компрессорных  установок, осушительных установок,  магистральных воздухопроводов или сооружение и эксплуатация складов масла, маслосборников, маслоуловителей и т.п.;

- отсутствие делителей напряжения  на выключателях. Таким образом,  отсутствует возможность феррорезонанса.

Ограничитель перенапряжения ОПН предназначен для защиты электротехнического оборудования, воздушных и кабельных линий от грозовых и коммутационных перенапряжений.

Ограничитель перенапряжения ОПН состоит из одного или нескольких герметичных модулей, каждый из которых  содержит одну колонку варисторов, выполненных на основе оксида цинка. Варисторы не обладают «кумулятивным» эффектом, т.е. их вольтамперная характеристика не зависит от числа срабатываний ограничителя перенапряжения.

Основным отличием ОПН  от разрядников являются более низкие уровни (на 30 – 50 %) ограничения перенапряжений (до 1,8- 2,0 U_ном, соответственно, при коммутационных и грозовых перенапряжениях). Показатели надежности грозозащиты при установке ОПН в 2 раза выше, чем при установке вентильных разрядников. Кроме того, при переходе от разрядников к ОПН в сетях 110 – 220 кВ впервые появляются аппаратные средства защиты от внутренних перенапряжений. Немаловажным фактором является снижение в 3 – 5 раз массогабаритных показателей аппаратуры, взрывобезопасность и надежность ОПН.